Геолого-промысловая характеристика продуктивных пачек Мортымья-Тетеревского нефтяного месторождения

Параметры	Пвл	Пв1	Пв2	Пв	Пс	Пн	В целом пласт П	Тюменская свита	Кора выветривания
Общая толщина, м Эффективная толщина, м Пористость по керну, % по геофизическим данным, % Проницаемость по керну, мкм2 по геофизическим данным, мкм2 Проницаемость по промысловым данным, мкм2 Гидропроводность, (мкм2*см)/(мПа*с) Коэффициент вытеснения Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности Расстояние между пачками, м Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2*с Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с Начальное пластовое давление, МПа Давление насыщения, МПа Газовый фактор, м3/т Дебит нефти, т/сут Соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтеносности, %	2-17,8 1,6-17,2 21,4 19,0 0,210 0,099 - - 0,65 0,8 3 - 0,819 0,699 4,59 0,68 16,7 10,2 125 30-140 13,4	6-8,5 4,5-7,6 17-27 22,7 0,020-0,112 - - - 0,64 0,6 7 0,2-3,4 0,819 0,699 4,59 0,68 16,7 10,2 125 30-60 15	5-8 3-8,0 23,4 22,7 0,01-0,3 - - - 0,64 0,65 8 0,4-1,4 0,819 0,699 4,59 0,68 16,7 10,2 125 30-90 35	11-17 0,5-15,6 24,9 22,7 0,165 0,148 - - 0,64 0,6-0,65 7-8 0,2-3,4 0,819 0,699 4,59 0,68 16,7 10,2 125 30-90 50	3,0-17,0 2,5-11,2 24,9 23,2 0,130 0,200 - - 0,64 0,7 6 0,2-1,8 0,819 0,699 4,59 0,68 16,8 10,2 125 10-50 11,3	2-12 2-11,2 24,8 24,3 0,329 0,200 - - 0,66 0,75 3 1,1-1,6 0,819 0,699 4,59 0,68 16,8 10,2 125 40-140 18,0	0-53 0-47 24,0 19-24,3 0,170 0,149 0,097-0,130 160-331 0,64 0,7 4 0,2-3,4 0,819 0,699 4,59 0,68 16,8 10,2 125 50-80 -	17-29,2 4-5 23,4 - 0,011 - - - - - - 0,4-1,6 0,825 - 8,05 - 16,8 10,2 - 6-144 3,8	8,5-19 3-3,9 14,3 - 0,011 - - - - - - 0,4-1,8 0,809 - 3,5 - 16,8 10,2 - 6-144 3,5

Отмечено закономерное понижение гидропроводности с севера на юг по линии скв. 685, 684, 115, 119, 201, 05, 734, В средней части Тетеревской площали выявлена зона повышенной гидропроводности пласта, где значения ее колеблются от 400 до 650 (мкм^2*см)/(мПа*с) (скв. 711, 735, 699). Другая зона повышенных значений этого параметра установлена в юго-восточной части площади (скв. 56, 758, 760, 772), где значения гидропроводности изменяются от 400 до 800 (мкм²*см)/(мПа*с). Следует заметить, что простирание зон совпадает в основном с направлением сноса и отложения обломочного материала, оно соответствует направлению распространения отдельных пачек на зональных картах.

Коэффициент продуктивности в среднем по площади составил 53 т/(сут*МПа), удельный коэффициент продуктивности равен 3,2 т/(сут*МПа*м). Проницаемость но индикаторным кривым в среднем равна 0,097 мкм², по КВД — 0,13 мкм², подвижность достигает 0,254мкм²/(мПа*с). Анализ материалов гидродинамических исследований скважин еще раз свидетельствует о значительной неоднородности как отдельных пачек, так и всего комплекса продуктивных отложений.

На основании исследования скважин Мортымья-Тетеревского месторождения глубинными дебитомерами удалось определить относительную отдачу нефти отдельными пластами. Оказалось, что одни пласты вообще не отдают нефть, а другие - отдают ее в разных количествах в зависимости от депрессии. Из всей мощности простреленных пластов «работает» в основном от 30 до 60%. а в среднем всего лишь 30-40%. Так, в скв. 773 перфорацией вскрыт весь интервал пласта 1546,0— 1558,0 м, а нефть отдает только лишь его нижняя часть в интервалах 1552,6-1553,2, 1554-1554,8, 1555,2-1557,2 м.

С помощью подобного рода исследований можно в разрезе продуктивных отложений фиксировать плотные прослои. Причем часть из них при увеличении депрессии на пласт может отдавать нефть, как это выявлено на Ромашкинском, Ярино-Каменноложском и других месторождениях.

Основное назначение дебитомеров и расходомеров — определение выработки запасов той или иной пачки. Однако в условиях Мортымья-Тетеревского месторождения все пачки в большинстве случаев перфорированы совместно: контроля за тем, какой пласт отдает или принимает больше жидкости, до последнего времени почти не производилось. Применительно к условиям этого многопластового месторождения необходимо изучать не только осредненные параметры в целом по скважине, но и распределение их по мощности отдельных пачек: притока, расхода, давления, продуктивности, температуры и т. п.

На основании исследований глубинными дебитомерами можно сделать предварительный вывод, что наибольшая выработка отмечается по пачке П_В2 (≈ 45%), меньшая — по пачке П_В1 (≈30%) и минимальная — по пачке П_вл (≈20—25%). Определив дебиты каждой пачки дебитомерами, можно затем выявить пластовое давление в каждой пачке.

При изучении положения водонефтяного контакта большое внимание уделялось исследованию влияния различных геолого-промысловых факторов на величину его наклона на отдельных участках и площадях Шаимского района. Установлено, что на величину наклона влияют коллекторские свойства, неоднородность пластов, степень замещения песчаников глинистым материалом, тектонические нарушения, различного рода экраны, региональный наклон движения подземных вод. Наиболее сложное изменение поверхности ВНК зафиксировано на Трехозерном месторождении, где С. Н. Григорьевым отмечено ухудшение проницаемости коллекторов от подошвенных частой залежи к наиболее повышенным, кровельным, что привело к подъему ВНК по направлению к погруженной части структуры. Максимальная разность отметок ВНК равна 18 м, а угол наклона поверхности ВНК составляет 20'. Установлено, что плоскость ВНК закономерно погружается в северо-западном направлении, где фиксируется улучшение коллекторских свойств.

В пределах Мортымья-Тетеревского месторождения также установлен наклон ВНК в северо-западном направлении, что объясняется ухудшением коллекторских свойств вверх но разрезу продуктивных отложений. Наклон ВНК колеблется в пределах 10— 15'. Установление истинного положения ВНК имеет большое значение при геометризации залежи в процессе подсчета запасов нефти, при проектировании и анализе состояния разработки.

Большое внимание при изучении геолого-промысловых особенностей нефтяных месторождений Шаимского района отводилось выявлению разрывных нарушений. Методика детальной корреляции разрезов скважин и выделения разрывных нарушений изложена в работе [17]. Сущность ее состоит в выделении на геоэлектрических разрезах реперов, литологических пачек и подпачек и прослеживания их по площади залежи. В случае выпадения этих пачек, либо их повторения соответственно выделяют сбросы или взбросы.

И

Рис. 63 Пересечение поверхности сброса скв. 313 Убинской площади

(по С.Н. Григорьеву):

1 – песчаник; 2- алевролиты; 3- глины, аргиллиты; 4- пласты с повышенной карбонатностью

сследования С. Н. Григорьевым этого вопроса привели к выводу о наличии в Шаимском районе дизъюнктивных нарушений. Пересеченные при бурении разрывные нарушения выделены в скв. 18 Евринской, в скв. 22, 127, 139, 553, 577, 573, 602, 606, 620 Трехозерной, в скв. 98 Тетерсвской, в скв. 304, 313, 318, Убинской и скв. 13, 18 Толумской площадей. Амплитуды разрывных нарушений колеблются от 4 до 27 м. Максимальная амплитуда сброса зафиксирована в скв. 313 Убинской площади (рис. 63). Установление положения и закономерностей распределения разрывных нарушений в пределах описываемых месторождений имеет большое практическое значение в процессе их разработки.

На основании анализа геолого-промыслового материала можно сделать вывод о том, что палеорельеф палеозойского фундамента служил первоопределяющей причиной образования продуктивных отложений, их переноса и переотложения, формирования структурно-морфологических ловушек, образования донных и русловых течений. Палеорельеф влияет на распределение глинистых перемычек между пластами, образование «окон» слияния между пластами и т. п. Изучаемые продуктивные отложения с размывом залегают на нижележащих породах коры выветривания или тюменской свиты. Сочетание плотных карбонатных прослоев с зонами выклинивания пачек привело к образованию тупиковых зон, которые необходимо учитывать при разработке.

Детальное расчленение продуктивных отложений, характеристика их неоднородности как по площади, так и по разрезу, несовпадение границ выклинивания пачек, несовпадение контуров нефтеносности в плане, различия в выработке запасов нефти приводят к выводу о необходимости отнесения месторождений этого типа к разряду очень сложных в геологическом отношении многопластовых нефтяных месторождений. В процессе разработки необходимо учесть все выявленные геолого-промысловые особенности, что позволит правильно и своевременно принять необходимые меры по контролю и регулированию процесса разработки. При разбуривании описываемых дележей добывающими скважинами нередко отмечаются случаи, когда проектные скважины попадают в зону выклинивания продуктивных отложений, т. е. оказываются «сухими». Для установления границ выклинивания пласта используется так называемый метод самопрослушивания скважин, довольно подробно изложенный в работах [5, 8, 26]. Определение расстояния до границы пласта и установление точном ее геометрии проводится самопрослушиванием не менее чем в трех скважинах.

Если в залежи имеется однофазная жидкость, то при снятии КВД (при соответствующих изменениях дебита) в координатах ∆р, lg t эта линия при отсутствии плотной границы должна быть прямой. Если же пласт выклинивается (граница непроницаема), то получаемая кривая будет постепенно отклоняться вверх. Если же граница проницаема, то гидропроводность ε₂ ее гораздо ниже гидропроводности ε₁ зоны, лежащей вблизи скважины, и кривая будет отклоняться вниз. Обычно таким образом определяется фронт закачиваемой воды, гидропроводность которой ε₂ будет гораздо ниже гидропроводности нефтенасыщенной зоны залежи.

При снятии кривой самопрослушивания повышение давления в остановленной скважине происходит в соответствии с зависимостью:

(24.1)

где ∆р — изменение давления в скважине при ее остановке за время t; q_о — дебит скважины до ее остановки; ε— гидропроводность пласта; r_с — приведенный радиус скважины; χ— пьезопроводность пласта; а — расстояние скважины до границы раздела или выклинивания пласта.

Исследование этой формулы проведено Н. Д. Каптелининым, К. С. Юсуповым, Р. И. Медведским для малых и больших значений времени t. Для малых t вторым слагаемым можно пренебречь, тогда для

(24.2)

Для больших значений времени влияние второго члена становится уже значительным и при ≥ 100 можно заменить эту величину ее логарифмом. Тогда

(24.3)

В полулогарифмических координатах (24.2) и (24.3) соответствуют прямым. Приравнивая их, находят точку пересечения

(24.4)

где t* — время, соответствующее пересечению асимптот.

График восстановления давления, построенный в соответствии с формулой (24.1), имеет два прямолинейных участка, соединенных между собой плавной линией (рис. 64). Если же на расстоянии а находится прямолинейный контур питания, то получают формулу (24.4). Кривые восстановления давления в этом случае имеют также два прямолинейных участка с соотношением угловых коэффициентов 2:1. Следовательно, при наличии сбросов и зон выклинивания пласта расстояние до них определяется по формуле (24.4). Эта формула применялась для расчета положения линии выклинивания продуктивных о тложений по нефтяным месторождениям Шаимского района.

И

Рис. 64 Графики восстановления давления по скважинам Мортымья-Тетеревского месторождения:

1 – скв. 120; 2- скв. 889; 3 – скв. 721

зучение геолого-промысловых особенностей нефтяных месторождений Шаимского района позволяет сделать вывод, что они активно влияют на процесс разработки. В свою очередь, анализ состояния разработки дает возможность выявить и уточнить новые детали строения месторождений. Например, анализ продвижения закачиваемой воды полностью совпадает с прогнозом направления их продвижения. Установлено, что обводнение скважин происходит вдоль границ слияния отдельных пачек (см. рис.60, 61). Значительные различия в пластовых давлениях в пределах залежи объясняются неоднородностью пластов, а также наличием отдельных пачек и подпачек, плотных пропластков, разрывных нарушений, тупиковых зон и т. п.

Мероприятия по контролю и регулированию разработки Мортымья-Тетеревского месторождения проводились с учетом геолого-промысловых особенностей залежи. Анализ современного состояния разработки залежей позволяет сделать вывод, что на основе комплексного учета и интерпретации всей геолого-промысловой информации фактические показатели разработки соответствуют проектным. Комплексная интерпретация геолого-промыслового материала позволит достичь запланированного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом, в процессе разработки нефтяных залежей описываемого типа была получена и обобщена значительная геолого-промысловая информация. Представления о геолого-промысловых особенностях залежей создавались на основе их изучения прямыми, геофизическими, гидродинамическими методами, путем их исследования дебитомерами и расходомерами, на основе анализа эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, а также изучения и обобщения материала геолого-промысловыми методами.

Обобщение и интерпретация всей геолого-промысловой информации производились путем количественной оценки статистических характеристик и степени рассеяния геолого-промысловых признаков, количественной оценки неоднородности эксплуатационных объектов, построения карт, схем, геологических разрезов. Большое внимание уделялось учету и интерпретации геолого-промысловой информации при обосновании систем разработки эксплуатационных объектов, размещения добывающих и нагнетательных скважин.